Comentario emitido por: Manuel Arredondo Prado

Con fecha del 2 de enero del 2026, un grupo interdisciplinario de profesionales especialistas en el ámbito social, el desarrollo territorial y la transición energética, enviaron comentarios via correo electrónico a la siguiente dirección: contacto@conamer.gob.gob.mx TABLA DE COMENTARIOS A LA PROPUESTA DE DISPOSICIONES ADMINISTRATIVAS DE CARÁCTER GENERAL PARA REGULAR LA FIGURA DE AUTOCONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, CONSULTA PÚBLICA Y OCUPACIÓN SUPERFICIAL, DE LA SECRETARÍA DE ENERGÍA expediente 13/0069/031225 El documento enviado se puede accesar de manera remota en el siguiente enlace: https://drive.google.com/file/d/1zzXGWwCBJEmw98v5clyEdMWEgIZxm4sI/view?usp=sharing Presentamos estos comentarios dentro del periodo de consulta inicialmente propuesto de 20 días hábiles.

Fecha: 02/01/2026 14:37:00

Comentario emitido por: COPARMEX NACIONAL

A quien corresponda: Desde COPARMEX vemos que la propuesta de Reglamento de la Ley del Sector Eléctrico incorpora cambios que tendrían efectos negativos para la competitividad del país, para la estabilidad financiera de PEMEX y para las inversiones que miles de empresas mexicanas realizan en autoconsumo interconectado, eficiencia energética, cogeneración y en un futuro a la generación distribuida. El nuevo esquema plantea que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) pague la energía excedente a un valor limitado al costo nivelado de las Subastas de Largo Plazo, aun cuando el Precio del mercado sea mayor, y además exige que los generadores notifiquen con 72 horas de anticipación la intención de entregar energía a la red a la CFE. Estas medidas alteran las señales económicas del mercado eléctrico y reducen la capacidad del sistema para responder de manera eficiente en momentos de alta demanda. La exigencia de notificación anticipada de 72 horas contradice la naturaleza misma de la generación excedente, que opera como energía tomadora de precio y que no se programa con anticipación. Este requisito transfiere a la CFE responsabilidades operativas que corresponden al CENACE, único operador independiente del sistema eléctrico. Al obligar a “autorizar” entregas que dependen de la disponibilidad física de la red, se introduce un riesgo de discrecionalidad y se generan cargas operativas para las cuales la CFE no está diseñada. La decisión de limitar el pago de excedentes a niveles inferiores al precio real del mercado también provoca efectos adversos. Cuando el sistema enfrenta condiciones críticas y el Precio Marginal Local aumenta, la nueva regla impide que los generadores reciban ese valor. Esto elimina el incentivo para inyectar energía en las horas de mayor necesidad y envía una señal equivocada a quienes han invertido en tecnologías de eficiencia energética, cogeneración o instalaciones solares. En la práctica, los generadores se verán motivados a consumir internamente su energía, en lugar de contribuir a estabilizar el sistema eléctrico nacional. Uno de los mayores perjudicados será PEMEX. La empresa productiva del Estado ha venido utilizando la cogeneración eficiente como una herramienta para reducir costos, incrementar su confiabilidad interna y obtener ingresos mediante la entrega de excedentes. Bajo el esquema propuesto, la capacidad de PEMEX para monetizar estos excedentes dependerá enteramente de la autorización de 2 la CFE y estará sujeta a un pago limitado que no reconoce el valor real del mercado. Esto debilita su posición financiera en un momento en el que PEMEX requiere fortalecer su infraestructura y mejorar su eficiencia operativa. Las empresas mexicanas también enfrentarán un desincentivo significativo. La inversión en generación propia y eficiencia energética es una de las herramientas más efectivas para mejorar la competitividad, reducir costos y avanzar hacia un modelo energético más sostenible. Sin embargo, si el marco regulatorio niega el valor de los excedentes y reduce los ingresos potenciales, el retorno de estas inversiones disminuye. Esto provoca que México sea menos atractivo frente a mercados como Texas o California, donde los excedentes se pagan de manera justa, los precios reflejan condiciones reales del mercado y existen mecanismos que reconocen el valor de la energía distribuida. Para empresas con presencia binacional o proyectos de nearshoring, la comparación es inevitable: invertir en Estados Unidos puede resultar más rentable y seguro que invertir en México. La consecuencia de estas medidas no es únicamente económica. También pone en riesgo la operación del Sistema Eléctrico Nacional. Si se desalienta la inyección de energía en momentos críticos y se inhibe la instalación de nueva generación distribuida o cogeneración, el sistema enfrenta mayor probabilidad de congestiones, insuficiencia de reserva operativa y dependencia de generación más cara y contaminante. Por estas razones, es indispensable que el reglamento se corrija antes de su publicación. Se debe eliminar la obligación de notificación de 72 horas, reconocer los excedentes como energía tomadora de precio y garantizar que la contraprestación corresponda al valor real del mercado sin topes artificiales. También es fundamental otorgar certeza regulatoria a PEMEX y a las empresas que invierten en la modernización y eficiencia de sus operaciones energéticas. México requiere un marco energético que incentive la inversión, fortalezca la seguridad del sistema y fomente la competitividad en el contexto del nearshoring. Cualquier señal que vaya en sentido contrario compromete el crecimiento del país y la capacidad de las empresas para contribuir al desarrollo nacional. 1. En el Anexo 1. Modelo de Contrato para la venta de Excedentes de Autoconsumo y Productos Asociados, en la “Cláusula Octava Notificación de Inyección”, preocupa los siguientes puntos: a. CFE llevaría a cabo las labores que corresponden al CENACE en el despacho, ya que se debe de privilegiar el despacho económico por confiabilidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por lo que CFE no tendría por que decidir si las Centrales Eléctricas inyectan energía o no. La Ley del Sector Eléctrico establece que el CENACE es el operador independiente del sistema, responsable de: i. El despacho económico, ii. La seguridad del Sistema Eléctrico Nacional, iii. La programación de generación, iv. La administración de mercados spot y de balance. Al imponer una notificación anticipada de 72 horas a CFE —y no al CENACE— se transfiere a una empresa productiva del Estado funciones que son exclusivas del operador independiente, distorsionando el principio de neutralidad operativa del sistema. b. CFE no debería, ni tiene la capacidad de llevar las labores como CENACE de analizar los pronósticos de generación de cientos de las Centrales de Autoconsumo y notificar diariamente las cantidades de generación, tarea que corresponde a CENACE. c. Las Centrales Eléctricas deberían de generar indistintamente ya que bajo los esquemas de contraprestación la CFE tiene un porcentaje de generación asegurada y dicha energía al ser tomadora de precio vuelve más eficiente el mercado eléctrico mayorista. d. Una cosa es la potestad de adquirirla y una muy distinta que decida si se inyecta dicha energía o no. e. Un escenario pesimista del SEN donde falte oferta de generación, la CFE no debería de tener facultad de decidir si la energía se inyecta o no. f. Se desconoce la naturaleza de la energía “tomadora de precio” (price taker) Los proyectos de generación distribuida ampliada, de abasto aislado con interconexión, y los excedentes de autoconsumo operan como generadores tomadores de precio: i. No programan entregas, ii. No despachan, iii. No declaran disponibilidad ex ante, iv. Su energía entra únicamente si hay disponibilidad física de la red. La obligación de notificar 72 horas contradice por completo este principio y crea una carga operativa que ningún otro mercado eléctrico moderno exige para generadores de este tipo. g. Genera costos de operación adicionales a las Centrales Eléctricas por la comunicación diaria que deberá de existir con CFE, además de que no existen los medios electrónicos para que esto suceda. h. Las empresas toman doble riesgo, la de no entregar la energía comprometida a la CFE y aceptada por la misma por una indisponibilidad en la generación, así como la de la liquidación de los excedentes menores o mayores a lo pronosticado en el mercado de día en adelanto contra el mercado de tiempo real. i. Esto abre la puerta para que los excedentes de los hogares mexicanos que utilizan la generación distribuida sean considerados de la misma forma. 2. En el Anexo 1. Modelo de Contrato para la venta de Excedentes de Autoconsumo y Productos Asociados, en la “Cláusula Novena, Pago por Excedentes de Autoconsumo y Productos Asociados”, preocupan los siguientes puntos: a. Es un incentivo negativo para inyectar energía en momentos críticos del sistema Bajo el esquema propuesto: i. Si el PML sube por escasez en horas punta, congestión o indisponibilidad de centrales, ii. La CFE no paga ese incremento, porque el precio se “capea” al costo nivelado histórico de las SLP (≈ 944 $/MWh aproximadamente para el 2025). Esto significa que el generador pierde el beneficio de inyectar cuando el sistema más lo necesita, generando un incentivo perverso, “es mejor consumir mi propia energía que inyectarla, porque no me van a pagar el valor real del mercado e indistintamente por temas económicos la CFE puede decidir si genero al tope mi energía.” En otras palabras, se castiga al que ayuda al sistema. b. Si la CFE pagará solo el PML menos su porcentaje de ganancia tendría un spread de entre 10- 20% entre la inyección de energía y el retiro físico, al tener sus cargas el Suministrador de Servicios Básicos (SSB) en zonas de carga al ser indirectamente modeladas, la mayoría de la energía del autoconsumo interconectado se liquida de la misma forma lo que otorga a la SSB un spread garantizado entre 10-20%. Cabe mencionar que la CFE de acuerdo con la nueva ley debería de ser una empresa sin fines de lucro y al capear el mercado estará teniendo lucro con la energía de los generadores y sus tarifas de suministro básico lo que cae en conflicto con la misma ley, no debería de existir ninguna ganancia para CFE al ser una empresa sin fines de lucro. c. Se crea un conflicto entre CFE y CENACE. Puede ocurrir que, el CENACE solicite la generación por requerimientos del sistema; Pero la CFE decida no pagar porque el PML supera el tope de las Subas de Largo Plazo. Esto deja al generador en un limbo jurídico y financiero. d. Se elimina la función de señal de precios del Mercado Eléctrico Mayorista. El objetivo del PML es enviar señales de escasez/abundancia. Al impedir que los generadores reciban esa señal, se destruye: i. La lógica económica del despacho marginal, ii. La eficiencia operativa, iii. Y la competencia que ha permitido reducir costos para el sistema. e. La forma de topar la contraprestación a los precios ponderados de las Subastas de Largo Plazo ocasionará que PEMEX esté limitado en su eficiencia energética al no poder conciliar sus consumos eléctricos que provengan del mercado eléctrico mayorista con sus excedentes. PEMEX debería de operar bajo la figura de Usuario Calificado Participante de Mercado para comprar sus faltantes de energía el mercado eléctrico mayorista y con generadores. Así podrá liquidar sus posiciones de consumo con sus excedentes en otros puntos de inyección y solamente tendría el costo del 10-20% de sus excedentes por la inyección de energía, lo que la haría más eficiente y le crearía incentivos para invertir en su propia generación, al tener los costos más eficientes. PEMEX no debe de estar ligado a la energía de la CFE y si lo hace tiene que ser al costo ya que la CFE es una empresa “sin fines de lucro”. 3. En el TERCER Transitorio se entiende que existirá una figura que permita que los Autoconsumos interconectados y aislados tendrán una figura propia dentro del Mercado Eléctrico Mayorista lo que ocasionará mayores costos de transacción para dicha figura ya que tendrán que realizar las inversiones 5 en hardware y software de acuerdo al Manuel de TICs, lo que desincentivaría las inversiones, por lo que se debe de privilegiar que se utilice la figura del Generador Participante de Mercado para la representación ante el CENACE de la Central Eléctrica y la oferta, conciliación, liquidación, facturación y mesa 24/7 de la venta de excedentes. Y para la compra de faltantes deberá de ser Suministrador Básico, o un Usuario Calificado representado por un Suministrador de Servicios Calificados, o un Usuario Calificado Participante de Mercado. 4. Propuesta concreta de modificación normativa: a. La regla de 72 horas debe eliminarse la Cláusula Octava y sustituirse por un mecanismo automático de reconocimiento: La Persona Permisionaria generará indistintamente a la Red los Excedentes de Autoconsumo y los Productos Asociados que genere, los cuales serán liquidados de acuerdo al Manual de Energía de Corto Plazo y serán inyectados conforme a la disponibilidad física de su central eléctrica y a las instrucciones operativas que, en su caso, emita el CENACE como operador independiente del Sistema Eléctrico Nacional. La entrega de Excedentes no estará sujeta a notificaciones ex ante, autorizaciones previas ni restricciones operativas impuestas por la Suministradora, salvo aquellas derivadas expresamente de instrucciones del CENACE para mantener la seguridad, continuidad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. En ningún caso la Suministradora podrá limitar, condicionar o rechazar la entrega de Excedentes por motivos distintos a los señalados por el CENACE. Con fines exclusivamente informativos y sin efecto vinculante para la operación ni para el despacho, la Persona Permisionaria remitirá a la Suministradora, dentro del primer trimestre de cada año, un estimado anual de los posibles Excedentes de Autoconsumo esperados, el cual tendrá será carácter obligatorio y enunciativo; y no limitará, restringirá ni condicionará la inyección efectiva de dichos Excedentes. La Suministradora deberá pagar los Excedentes de Autoconsumo y los Productos Asociados conforme a las contraprestaciones establecidas en el presente Acuerdo y Contrato, así como las aplicables y vigentes en términos de la Ley del Sector Eléctrico, su Reglamento, las disposiciones regulatorias emitidas por la CRE y las reglas del Mercado Eléctrico Mayorista. En ningún caso podrá la Suministradora modificar unilateralmente dichas contraprestaciones, ni establecer topes, rechazos, condiciones adicionales o restricciones distintas a las previstas en este instrumento y en el marco jurídico aplicable. b. La contraprestación debe ser únicamente el PML multiplicado por el factor tecnológico: i. Energía limpia: 90% del PML ii. Otras fuentes: 80% del PML Sin tope basado en costos nivelados históricos, ya que ese tope genera distorsiones severas. c. Definir solamente las figuras de Generador Participante de Mercado y a la Suministradora como responsables de las operaciones o que recaiga en una sola de las dos figuras.

Fecha: 14/12/2025 15:24:39

Comentario emitido vía correo electrónico

B000252983

Fecha: 10/12/2025 06:16:00

Comentario emitido por: Hilmer Herrera Sacramento

Con base en la experiencia técnica, regulatoria y operativa del sector, nos permitimos presentar los comentarios que se detallan a continuación, con el fin de contribuir a que el Acuerdo se alinee con principios de eficiencia, certeza regulatoria, innovación tecnológica y desarrollo económico sostenible, en beneficio del interés público y del fortalecimiento del sistema energético nacional: *** “Capítulo I. Disposiciones Generales … 1.6. Terminación de los permisos. Para efectos de lo establecido en el artículo 152, fracción IV de la LSE, se considera que desaparece el objeto del permiso cuando: I. En cualquier momento, posterior a la entrada en operación de la Central Eléctrica, la suma de la demanda máxima de las Usuarias de Autoconsumo respecto de la Capacidad Instalada de la Central Eléctrica, sea menor a 50% tratándose de fuentes de energía convencional y menor a 30% en el caso de fuentes de energía renovable, durante un periodo continuo de doce meses de acuerdo con la información del Registro de Autoconsumo, sin que se haya presentado y acordado como procedente, una justificación técnica.” Consideramos que la terminación automática del permiso derivada de fluctuaciones en la demanda —por ejemplo, la salida de una usuaria de consumo relevante— podría generar incertidumbre para proyectos de largo plazo. En este sentido, sugerimos valorar alternativas que permitan mantener la continuidad del permiso, como mecanismos que limiten temporalmente la inyección de excedentes, evitando impactos operativos al SEN sin comprometer la viabilidad de la inversión. *** “1.7. Definiciones, siglas y acrónimos. Para efectos de las presentes Disposiciones, además de las contenidas en la LSE y el RLSE, se utilizan las siguientes definiciones y acrónimos, en singular o plural: … VI. Centros de Consumo: Instalaciones y equipos que reciben energía eléctrica de una Usuaria de Autoconsumo mediante la Red Particular. Para efectos del MEM, la suma de los Centros de Consumo es equivalente a un Centro de Carga en el punto de medición.” Dado que el Reglamento ya establece a las Usuarias de Autoconsumo como titulares de centros de consumo asociados, creemos pertinente precisar en qué supuestos operativos se prevé la existencia de “Centros de Consumo” distintos, a fin de evitar interpretaciones que puedan generar dudas en la implementación o en futuras revisiones del Registro de Autoconsumo. *** “XXI. Necesidades Propias: Demanda de energía eléctrica requerida por los centros de consumo asociados a las Usuarias de Autoconsumo y, en su caso, a la persona titular del permiso de generación de energía eléctrica para autoconsumo, la cual se satisface sin transportar o distribuir energía a través de la RNT o las RGD, de conformidad con lo establecido en el artículo 51 del RLSE.” La referencia explícita a la prohibición de transportar o distribuir energía a través de RNT o RGD dentro de la definición podría generar confusión respecto a su aplicabilidad en modalidades interconectadas. En ese sentido, sugerimos evaluar si esta precisión podría armonizarse con el régimen de Autoconsumo interconectado con inyección, evitando posibles interpretaciones restrictivas no previstas en la LSE. *** “Capítulo II. Del Autoconsumo … 2.3 Las personas interesadas en obtener el permiso de generación para Autoconsumo interconectado en Centrales Eléctricas con capacidad mayor a 20 MW y en Centrales Eléctricas con capacidad a partir de 0.7 MW para Autoconsumo aislado deben solicitar el permiso en el formato autorizado y atender a los requisitos establecidos en las Disposiciones de Permisos.” A partir de la redacción, pareciera que el esquema simplificado aplicaría únicamente a instalaciones interconectadas de 0.7 a 20 MW. En atención a ello, consideramos útil aclarar si los proyectos de Autoconsumo aislado también podrían acceder a algún proceso simplificado o si deben necesariamente sujetarse al trámite ordinario. *** “2.6. El Grupo de Autoconsumo puede contar con Centrales Eléctricas con capacidad menor a 0.7 MW de forma adicional a su Central Eléctrica de Autoconsumo de acuerdo con los siguientes criterios: I. Si estas Centrales Eléctricas no se interconectan a la Red Particular, su capacidad no debe adicionarse a la Capacidad Instalada en el permiso de generación de Autoconsumo, o II. Si estas Centrales Eléctricas se interconectan con la Red Particular, la persona permisionaria debe solicitar a la Comisión la modificación del Permiso de Autoconsumo por incremento de capacidad previo a su interconexión a la Red Particular. El CENACE debe realizar los Estudios correspondientes, para determinar en su caso, las obras y adecuaciones necesarias en el punto de interconexión. En el caso de las Centrales Eléctricas con capacidad menor a 0.7 referidas en la fracción I, se consideran independientes del Grupo de Autoconsumo. Para el caso de las centrales descritas en la fracción II, estas en conjunto con la Central Eléctrica autorizada en el permiso de Autoconsumo se consideran una sola Central de Autoconsumo.” En relación con la integración de centrales menores a 0.7 MW, creemos conveniente precisar si la normativa contempla algún criterio por tecnología al operar dentro de una misma Red Particular. Esto podría brindar mayor claridad sobre si deben considerarse uno o varios permisos en proyectos con configuraciones híbridas. *** “2.8. Las Redes Particulares deben ser independientes y asociadas únicamente a las instalaciones del sitio de Autoconsumo establecidas en el Permiso, por lo que no pueden interconectarse a otras Redes Particulares.” La prohibición absoluta de interconectar Redes Particulares podría generar dudas respecto a la interpretación de la figura de “Centros de Consumo”, que conceptualmente se vincula a una Usuaria de Autoconsumo. Sugerimos revisar si esta disposición admite precisiones que permitan una aplicación consistente entre ambas definiciones. *** “Capítulo III. Del Autoconsumo aislado 3.1. En el Autoconsumo aislado, la producción de energía eléctrica se destina exclusivamente a la satisfacción de las Necesidades Propias de las Usuarias de Autoconsumo, por lo que no requiere de Estudios, registro, ni representación en el MEM.” Entendemos que el objetivo es simplificar la operación de proyectos aislados; sin embargo, creemos que podría evaluarse si la ausencia total de representación en el MEM para permisionarios sin experiencia en la industria podría generar retos de cumplimiento. Una aclaración adicional podría ayudar a asegurar una operación responsable y alineada con las obligaciones del permiso. *** “3.4. Una Central Eléctrica de Autoconsumo aislado no debe estar sincronizada con el SEN, es decir, la Red Particular a la que está interconectada no debe compartir las características de la energía eléctrica relativas a la frecuencia, magnitud y fase angular medidas del SEN.” La prohibición absoluta de sincronización podría generar desafíos operativos para instalaciones que, además del autoconsumo, mantienen conexión a la red. Por ello, sugerimos valorar una redacción que permita excepciones técnicas, de forma que la integración de Usuarias no derive en riesgos operativos no deseados. *** “3.5. Pequeños sistemas eléctricos en régimen de micro-red: … 3.6. Pequeños sistemas eléctricos en régimen de micro-red en esquema comunitario:” Dado que el Acuerdo no hace referencia al régimen previsto para Pequeños Sistemas Eléctricos Aislados en el Reglamento, consideramos oportuno aclarar si estos serán objeto de disposiciones complementarias o si se regirán íntegramente por lo establecido en este Acuerdo. *** “Capítulo VI. De la operación en el MEM … 6.3. La persona titular del permiso de Autoconsumo debe realizar sus operaciones de inyección de Excedentes de Autoconsumo y demanda de Faltantes de Autoconsumo a través de una sola representación en el MEM, de acuerdo con lo establecido en las Bases del Mercado. Las Usuarias de Autoconsumo deben ser representadas en el MEM únicamente de manera agrupada conforme lo determine la titular del permiso de Autoconsumo. La representación en el MEM de la demanda de Faltantes de Autoconsumo se debe realizar por la totalidad requerida en el punto de interconexión para la Red Particular.” Sugerimos revisar la obligación de representar de manera agrupada a todas las Usuarias de Autoconsumo en el MEM, ya que este esquema puede generar procesos de arranque y administrativos más complejos, particularmente en la coordinación inicial, el registro de activos, la programación de consumos y la gestión de información entre múltiples Usuarias. Una mayor flexibilidad podría facilitar la implementación y reducir la carga operativa durante las primeras etapas del proyecto. *** “Transitorios … SEGUNDO. Los permisos de generación otorgados en términos de la Ley de la Industria Eléctrica bajo el esquema de Abasto Aislado pueden mantenerse operando en las mismas condiciones, siempre y cuando no existan modificaciones a la Capacidad Instalada de la Central Eléctrica o la demanda de los Centros de Carga asociados. En caso contrario debe obtener un permiso de Autoconsumo conforme a las disposiciones aplicables.” Consideramos que una modificación en los Centros de Carga no debería cambiar la naturaleza del permiso de generación, pues estos ajustes suelen responder a necesidades operativas y no alteran el propósito del esquema de Autoconsumo. Aclararlo podría evitar interpretaciones que afecten la continuidad de proyectos vigentes. Reiteramos nuestro compromiso con aportar elementos que contribuyan al desarrollo ordenado, eficiente y sostenible del sector eléctrico, y quedamos a disposición para ampliar cualquier comentario o participar en los espacios de diálogo que la Comisión considere pertinentes.

Fecha: 08/12/2025 11:22:22

Comentario emitido por: AME Comunicación

Ciudad de México, 5 de diciembre de 2025 Dr. José Antonio Peña Merino Secretario Agencia de Transformación Digital y Telecomunicaciones Calle El Oro No. 17 Col. Roma Norte, CP 06700 Alcaldía Cuauhtémoc, Ciudad de México PRESENTE Referencia: Asunto: Comentarios al anteproyecto de las “ACUERDO DE LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA POR EL QUE SE EMITEN LAS DISPOSICIONES ADMINISTRATIVAS DE CARÁCTER GENERAL PARA REGULAR LA FIGURA DE AUTOCONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA” Apreciable Dr. Peña Merino El 3 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional de Energía (en adelante “CNE”) envió a la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) el anteproyecto “ACUERDO DE LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA POR EL QUE SE EMITEN LAS DISPOSICIONES ADMINISTRATIVAS DE CARÁCTER GENERAL PARA REGULAR LA FIGURA DE AUTOCONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA” (en adelante “Anteproyecto”) al cual le corresponde el número de expediente 13/0069/031225. Derivado del análisis del Anteproyecto, la Asociación Mexicana de Energía (AME) compiló algunas observaciones, contenidas en el Anexo I, que merecen la consideración de la autoridad competente.   Atentamente se solicita a la CONAMER: PRIMERO. - Tenerme por presentado en los términos del presente escrito. SEGUNDO. - Remitir a la CNE los comentarios al anteproyecto “ACUERDO DE LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA POR EL QUE SE EMITEN LAS DISPOSICIONES ADMINISTRATIVAS DE CARÁCTER GENERAL PARA REGULAR LA FIGURA DE AUTOCONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA” para los efectos a que haya lugar. Sin más por el momento, reciba un cordial saludo, Atentamente, Gumersindo Cué Aguilar Representante Legal Asociación Mexicana de Energía, A.C. Disposición Dice Debe Decir Argumentos Contexto regulatorio La regulación de Autoconsumo recientemente emitida por la CNE define que los Excedentes de Autoconsumo deben venderse exclusivamente a la Empresa Pública del Estado, bajo un precio regulado calculado como: 0.9 × CLE de la última subasta o 0.9 × PML, lo que resulte menor, para energía limpia. 0.8 × CLE o PML para tecnologías no limpias. Al mismo tiempo, las DACG introducen umbrales mínimos de demanda respecto a la capacidad instalada de la central (50% para tecnologías convencionales y 30% para renovables), que pueden derivar en la terminación del permiso en caso de incumplimiento. Esta combinación configura un esquema donde el valor del excedente es reducido y, paralelamente, la flexibilidad operativa para el crecimiento gradual de la demanda industrial se vuelve limitada. Si bien estas medidas buscan evitar excedentes estructurales y mantener ordenamiento operativo del SEN, también pueden restringir la expansión progresiva del autoconsumo interconectado, particularmente en zonas industriales donde la demanda crece por etapas y requiere condiciones que faciliten escalamiento. Con el fin de fortalecer la planeación energética, la inversión en infraestructura local y la seguridad del suministro, se presentan tres alternativas regulatorias complementarias. Propuesta 1 – Ajustar el esquema actual para evitar que el precio sea siempre el mínimo entre CLE y PML • Situación actual: el precio es siempre el de menor valor entre ambos indicadores (0.9 o 0.8). • Propuesta: mantener el modelo como base, pero permitir que el precio pueda ubicarse entre ambos valores mediante bandas regulatorias o un coeficiente ajustable por zona o tecnología. • Beneficios para SENER y el Estado: o Mantiene el control regulatorio del precio. o Ofrece mejor certidumbre financiera a proyectos estratégicos. o Permite corregir diferencias regionales sin comprometer la confiabilidad o los costos de CFE. Propuesta 2 – Incorporar una señal parcial de mercado sin trasladar riesgos a CFE • Transitar a un esquema de precio con mayor referencia de mercado, sin trasladar riesgos financieros a CFE • Situación actual: el precio regulado puede quedar muy por debajo del costo real en regiones de alto PML, afectando la viabilidad de proyectos industriales. • Propuesta: permitir un mecanismo de determinación de precio basado parcialmente en señales de mercado, pero con topes y salvaguardas para evitar exposición financiera de CFE. • Ejemplos: o Promedio móvil de PML regional con límites máximos. o Fórmula dual con ponderación entre CLE y PML. o Precio piso regulado + componente variable. • Beneficios: o Reduce la volatilidad y el riesgo percibido por inversionistas. o Protege a CFE al mantener márgenes de control en la fórmula. o Incentivo desarrollo donde el SEN enfrenta cuellos de capacidad o demanda creciente. Propuesta 3 – Habilitar que CFE Generación integre excedentes y los revenda a un suministrador • Permitir que CFE Generación pueda integrar los excedentes y revenderlos a un suministrador, manteniendo la rectoría estatal. • Situación actual: los excedentes solo pueden ser vendidos a la Empresa Pública del Estado (como lo marca la LSE) y únicamente para su propio uso o liquidación. • Propuesta: habilitar regulatoriamente que: o CFE Generación reciba la totalidad de los excedentes como comprador único y pueda vender esa energía a suministrador bajo un esquema regulado de transferencia de valor. • Esto mantiene prevalencia estatal y, al mismo tiempo: o Genera un precio más competitivo y cercano al de mercado. o Permite que proyectos de autoconsumo cuenten con un ingreso más estable. o Fortalece a CFE como eje coordinador del sistema eléctrico en zonas con crecimiento industrial. • Beneficios adicionales: • Reduce el riesgo de precios extremadamente bajos (PML negativo o cercano a cero). • Aumenta la certidumbre para financiamientos de largo plazo. • Genera incentivos para instalar capacidad en regiones donde el SEN lo requiere, alineado con la Planeación Vinculante. Propuesta 4 – Ajustar los umbrales de uso mínimo para evitar riesgo de terminación de permisos y viabilizar crecimiento industrial • El esquema de autoconsumo requiere que la demanda supere un porcentaje mínimo de la capacidad instalada (50% en convencional y 30% en renovables). • Esta medida, puede generar efectos no deseados en parques industriales y redes particulares, donde la demanda crece de forma progresiva y no necesariamente inmediata. • Para evitar que el desarrollo industrial pierda viabilidad o que los proyectos en expansión se enfrenten al riesgo de terminación del permiso por variaciones temporales en el consumo, se propone: o Ajustar los umbrales mínimos de uso, permitiendo mayor flexibilidad para el crecimiento industrial. o Reducir los porcentajes actuales a menos del 20% (fuentes renovables), manteniendo los incentivos para evitar excedentes, pero sin frenar la inversión. o Considerar periodos de estabilización (ramp-up) para parques industriales nuevos, ampliaciones o incorporación gradual de usuarios. Beneficios regulatorios e industriales: • Permite crecimiento orgánico de parques industriales sin obligar a sobredimensionar demanda desde el inicio. • Reduce la probabilidad de extinción de permisos por fluctuaciones naturales de consumo. • Mantiene control estatal sobre excedentes, al mismo tiempo que estimula inversión productiva. • Fortalece el rol del autoconsumo como palanca para el nearshoring y los corredores industriales en expansión. Consideraciones finales Las propuestas preservan la rectoría estatal, fortalecen la planeación energética, no generan distorsiones al MEM y facilitan inversión alineada con corredores industriales y necesidades del SEN. Problema identificado El precio administrado de excedentes, aunado a su límite al valor menor entre el CLE y el PML, puede: Reducir la capacidad de apalancamiento financiero de proyectos industriales y productivos. Desincentivar la participación privada donde los costos de generación son altos o donde los proyectos requieren financiamiento de largo plazo. Limitar la expansión de infraestructura distribuida que fortalece la resiliencia del SEN y reduce pérdidas técnicas. Ello abre una oportunidad para afinar el diseño regulatorio y potenciar beneficios para la confiabilidad y la industria. Disposición 1.7 Autoconsumo: Figura de generación, reconocida en la LSE, para realizar la actividad de producción de energía eléctrica mediante una Central Eléctrica con capacidad igual o mayor a 0.7 MW que es destinada para satisfacer, mediante una Red Particular, las Necesidades Propias en sitio de la persona titular del permiso de generación vigente, o bien Necesidades Propias de otras Usuarias de Autoconsumo reconocidas mediante un Grupo de Autoconsumo. Puede realizarse de forma aislada o interconectada para compra de Faltantes o venta de Excedentes de Autoconsumo. Autoconsumo: Figura de generación, reconocida en la LSE, para realizar la actividad de producción de energía eléctrica mediante una Central Eléctrica con capacidad igual o mayor a 0.7 MW que es destinada para satisfacer, mediante una Red Particular, las Necesidades Propias en sitio de la persona titular del permiso de generación vigente, o bien Necesidades Propias de otras Usuarias de Autoconsumo reconocidas mediante un Grupo de Autoconsumo. Puede realizarse de forma aislada o interconectada para compra de Faltantes o venta de Excedentes de Autoconsumo. Se considera Autoconsumo la generación de energía eléctrica mediante una central de generación ubicada en territorio nacional conectada exclusivamente a un sistema eléctrico en el extranjero que realice actividades de importación y exportación. Es importante que se considere la figura de autoconsumo relacionada con la actividad de importación y exportación que señala en la fracción II del artículo 22 del RLSE, ya que para que una central de generación en territorio nacional asilada que no está interconectada al SEN necesitaría un permiso de generación de autoconsumo y no un permiso de generación del MEM. Disposición 1.7 Excedentes de Autoconsumo: Energía eléctrica remanente generada por la Central Eléctrica de Autoconsumo, después de cubrir los Usos Auxiliares de la misma y la demanda de las Necesidades Propias de la o las Usuarias de Autoconsumo, la cual puede almacenarse a través de un SAE o inyectarse a la RNT o a las RGD conforme a lo establecido en la LSE, RLSE, las presentes disposiciones y demás normatividad aplicable. Excedentes de Autoconsumo: Energía eléctrica remanente generada por la Central Eléctrica de Autoconsumo, después de cubrir los Usos Auxiliares de la misma y la demanda de las Necesidades Propias de la o las Usuarias de Autoconsumo, la cual puede almacenarse a través de un SAE o inyectarse a la RNT o a las RGD o exportarse mediante una Red Particular destinada al extranjero, conforme a lo establecido en la LSE, RLSE, las presentes disposiciones y demás normatividad aplicable. Se adecua la descripción del término a fin de considerar la posibilidad de realizar actividades de Exportación de conformidad con lo estipulado en el artículo 22 del RLSE. Disposición 1.7 Faltantes de Autoconsumo: Energía eléctrica obtenida de la RNT o de las RGD por el titular de un permiso de Autoconsumo interconectado, la cual es necesaria para cubrir el consumo requerido de un Grupo de Autoconsumo cuando la generación de Autoconsumo resulte insuficiente para cubrir sus Necesidades Propias. Faltantes de Autoconsumo: Energía eléctrica obtenida de la RNT o de las RGD o importada mediante una Red Particular desde un sistema eléctrico en el Extranjero por el titular de un permiso de Autoconsumo interconectado, la cual es necesaria única y exclusivamente para cubrir el consumo requerido de un Grupo de Autoconsumo cuando la generación de Autoconsumo resulte insuficiente para cubrir sus Necesidades Propias. Se adecua la descripción del término a fin de considerar la posibilidad de realizar actividades de importación de conformidad con lo estipulado en el artículo 22 del RLSE. Disposición 2.8 2.8 Las Redes Particulares deben ser independientes y asociadas únicamente a las instalaciones del sitio de Autoconsumo establecidas en el Permiso, por lo que no pueden interconectarse a otras Redes Particulares. 2.8 Las Redes Particulares deben ser independientes y asociadas únicamente a las instalaciones del sitio de Autoconsumo establecidas en el Permiso, por lo que no pueden interconectarse a otras Redes Particulares, salvo en aquellos casos en que la persona titular del Permiso cuente con autorización emitida por la Secretaría para realizar actividades de importación o exportación de energía eléctrica, conforme a lo previsto en el artículo 22 del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica. La redacción actual establece una prohibición absoluta para la interconexión de la Red Particular con otras Redes Particulares por ejemplo una red particular al extranjero. Sin embargo, dicha prohibición resulta incompatible con el artículo 22 del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica, el cual reconoce la posibilidad de realizar actividades de importación y exportación de energía eléctrica mediante infraestructura ubicada en territorio nacional conectada a sistemas eléctricos en el extranjero, siempre que exista autorización de la Secretaría. Dado que el Reglamento constituye normativa jerárquicamente superior, las Disposiciones Administrativas no pueden restringir una facultad expresamente prevista en dicho ordenamiento. Se propone incluir excepción que mantiene el principio de independencia de la Red Particular en el contexto del Autoconsumo, pero permite su interconexión a otras redes exclusivamente cuando ello sea necesario para ejecutar actividades autorizadas de importación o exportación. Disposición 1.6 1.6 Terminación de los permisos. Para efectos de lo establecido en el artículo 152, fracción IV de la LSE, se considera que desaparece el objeto del permiso cuando: I. En cualquier momento, posterior a la entrada en operación de la Central Eléctrica, la suma de la demanda máxima de las Usuarias de Autoconsumo respecto de la Capacidad Instalada de la Central Eléctrica, sea menor a 50% tratándose de fuentes de energía convencional y menor a 30% en el caso de fuentes de energía renovable, durante un periodo continuo de doce meses de acuerdo con la información del Registro de Autoconsumo, sin que se haya presentado y acordado como procedente, una justificación técnica. La justificación técnica se debe presentar dentro de los 10 días hábiles anteriores a que se cumpla el plazo señalado en el párrafo anterior. La Comisión cuenta con un plazo de 20 días hábiles contados a partir del día hábil siguiente al de la presentación de la justificación para resolver sobre su procedencia. En caso de resolver favorablemente, la Comisión puede otorgar un periodo adicional de hasta 12 meses para que la persona permisionaria pueda reestablecer el objeto del permiso. Si la justificación técnica presentada no es considerada procedente, se entiende que no se cumple con el objeto del permiso. 1.6 Terminación de los permisos. Para efectos de lo establecido en el artículo 152, fracción IV de la LSE, se considera que desaparece el objeto del permiso cuando:     I. En cualquier momento, posterior a la entrada en operación de la Central Eléctrica, la suma de la demanda máxima de las Usuarias de Autoconsumo respecto de la Capacidad Instalada de la Central Eléctrica, sea menor a 50% tratándose de fuentes de energía convencional y menor a 30% en el caso de fuentes de energía renovable, durante un periodo continuo de doce meses de acuerdo con la información del Registro de Autoconsumo, sin que se haya presentado y acordado como procedente, una justificación técnica.     La justificación técnica se debe presentar dentro de los 10 días hábiles anteriores a que se cumpla el plazo señalado en el párrafo anterior. La Comisión cuenta con un plazo de 20 días hábiles contados a partir del día hábil siguiente al de la presentación de la justificación para resolver sobre su procedencia.     En caso de resolver favorablemente, la Comisión puede otorgar un periodo adicional de hasta 12 meses para que la persona permisionaria pueda reestablecer el objeto del permiso. Si la justificación técnica presentada no es considerada procedente, se entiende que no se cumple con el objeto del permiso.  Salvo en aquellos casos en que la incorporación total de las Usuarias de Autoconsumo o de los centros de autoconsumo no haya concluido con la totalidad de las obras necesarias para la adecuación y conexión a la central de generación que cuente con el permiso de autoconsumo, ya sea en su modalidad aislada o interconectada, siempre que dicha condición derive de la ejecución de un plan de incorporación progresiva de Usuarias de Autoconsumo registrado y autorizado ante la Comisión La disposición 1.6, establece como causal de terminación del permiso la existencia de un nivel de demanda inferior a un porcentaje de la Capacidad Instalada durante doce meses continuos. Sin embargo, dicha causal no contempla los supuestos en los que la menor demanda resulta de un plan de incorporación progresiva de Usuarias de Autoconsumo como parte del desarrollo autorizado del proyecto. La aplicación estricta del umbral previsto en este numeral podría derivar en la terminación de permisos que se encuentran cumpliendo con las etapas de su propio desarrollo, Se propone que la causal se aplique únicamente a permisos cuyo objeto efectivamente haya desaparecido, preservando así la coherencia regulatoria y evitando que la ejecución de fases autorizadas constituya un supuesto sancionable. Disposición 3.1 3.1 En el Autoconsumo aislado, la producción de energía eléctrica se destina exclusivamente a la satisfacción de las Necesidades Propias de las Usuarias de Autoconsumo, por lo que no requiere de Estudios, registro, ni representación en el MEM. 3.1 En el Autoconsumo aislado, la producción de energía eléctrica se destina exclusivamente a la satisfacción de las Necesidades Propias de las Usuarias de Autoconsumo, por lo que no requiere de Estudios, registro, ni representación en el MEM. Las actividades de importación y exportación de energía eléctrica deberán contar con la autorización de la Secretaría conforme a lo previsto en el artículo 22 del RLSE. La disposición regula los requisitos aplicables al Autoconsumo aislado y señala que, debido a que la producción se destina exclusivamente a satisfacer las Necesidades Propias de las Usuarias de Autoconsumo, no se requieren Estudios, registro ni representación en el MEM. No obstante, el marco jurídico aplicable, en particular el artículo 22 del RLSE, establece que las actividades de importación y exportación de energía eléctrica requieren autorización de la Secretaría. La aclaración propuesta no modifica la naturaleza del Autoconsumo aislado ni altera sus requisitos regulatorios, sino que incorpora la referencia normativa necesaria para armonizar esta disposición con lo previsto en el RLSE, evitando que su interpretación pudiera excluir la facultad de realizar las actividades importación y exportación. Disposición 4.4. 4.4. Los Excedentes de Autoconsumo en el esquema interconectado pueden ser almacenados a través de un SAE, lo cual debe registrarse y en caso de cambios actualizarse como cambio de infraestructura en su Registro de Autoconsumo, conforme a lo establecido en el Capítulo VII de las Disposiciones. 4.4. Los Excedentes de Autoconsumo en el esquema interconectado pueden ser almacenados a través de un SAE o exportados mediante la central de generación a un sistema eléctrico en el extranjero lo cual debe registrarse y en caso de cambios actualizarse como cambio de infraestructura en su Registro de Autoconsumo, conforme a lo establecido en el Capítulo VII de las Disposiciones. Autorizar únicamente el almacenamiento de los excedentes de energía de autoconsumo, sin reconocer la posibilidad de su exportación, considerando que en ambos casos no se genera afectación al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), resulta incompatible con lo establecido en el artículo 22 del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica. Disposición 4.6. 4.6. Para la venta de Excedentes de Autoconsumo, el titular del permiso debe suscribir un contrato de venta de Excedentes de Autoconsumo y Productos Asociados (Anexo 1) y se debe dar cumplimiento a las obligaciones previstas en el mismo 4.6. Para la venta de Excedentes de Autoconsumo a la Empresa Pública del Estado, el titular del permiso debe suscribir un contrato de venta de Excedentes de Autoconsumo y Productos Asociados (Anexo 1) y se debe dar cumplimiento a las obligaciones previstas en el mismo. En caso de que la venta de excedentes de autoconsumo se destine al almacenamiento, dicha actividad quedará sujeta a la regulación que para tal efecto emita la Comisión Nacional de Energía. Por otro lado, si los excedentes se destinan a su exportación, deberán cumplirse las disposiciones administrativas de carácter general que emita la Secretaría de Energía, así como la normativa aplicable del sistema eléctrico extranjero con el que se interconecte. Se propone nueva redacción al siguiente párrafo con el objetivo de que considere que la figura de venta de excedentes en el caso de autoconsumo interconectado no se limita exclusivamente a su comercialización con la Empresa Productiva del Estado, sino que también contempla otras alternativas reguladas, como el almacenamiento de dicha energía o, en su caso, su exportación a sistemas eléctricos extranjeros, siempre que se cumplan las disposiciones aplicables y se cuente con las autorizaciones correspondientes. Disposición 4.7. 4.7. A fin de cumplir lo previsto en el artículo 57 del RLSE, los Centros de Consumo que no satisfagan sus necesidades de energía eléctrica a través de su Central Eléctrica pueden realizar cualquiera de las siguientes acciones: II. Permanecer en el Grupo de Autoconsumo y solicitar una conexión directa a la RNT o a las RGD. En este caso, deben: Implementar infraestructura eléctrica que les permita independizarse de la Red Particular (por ejemplo, mediante la instalación de un equipo de transferencia de carga automática), de tal forma que solo mantenga activa una sola conexión, ya sea como Usuaria de Autoconsumo en la Red Particular o como Usuaria Final a través de un punto de Conexión directo a la RNT o RGD, o bien, 4.7. A fin de cumplir lo previsto en el artículo 57 del RLSE, los Centros de Consumo que no satisfagan sus necesidades de energía eléctrica a través de su Central Eléctrica pueden realizar cualquiera de las siguientes acciones: II. Permanecer en el Grupo de Autoconsumo y solicitar una conexión directa a la RNT o a las RGD. En este caso, deben: Implementar infraestructura eléctrica que les permita independizarse de la Red Particular (por ejemplo, mediante la instalación de un equipo de transferencia de carga automática), de tal forma que solo mantenga activa una sola la conexión, ya sea como Usuaria de Autoconsumo en la Red Particular o y como Usuaria Final a través de un punto de Conexión directo a la RNT o RGD, o bien, La fracción segunda del inciso a) de la disposición 4.7, en su redacción actual, da a entender que los centros de consumo no pueden permanecer en el Grupo de Autoconsumo y, al mismo tiempo, conectarse a la RNT, ya que establece que para ello se debe mantener activa una sola conexión con la red particular como usuario de autoconsumo, “o” como usuario final a través del punto de interconexión. El uso de la conjunción “o” sugiere una alternativa excluyente, lo cual se contrapone con el propósito de la fracción segunda, que indica que los usuarios de autoconsumo podrán simultáneamente permanecer en el Grupo de Autoconsumo y solicitar una conexión directa a la RNT o a la RGD. Por ello, se propone ajustar la redacción para evitar interpretaciones restrictivas. Disposición 4.8 4.8 Cada Red Particular sólo puede tener un punto de interconexión activo a la RNT o a las RGD, y dicha interconexión debe efectuarse exclusivamente en territorio nacional. 4.8 Cada Red Particular sólo puede tener un punto de interconexión activo a la RNT o a las RGD, y dicha interconexión debe efectuarse exclusivamente en territorio nacional. Lo anterior sin limitar que se establezcan conexiones o interconexiones mediante Redes Particulares hacia sistemas eléctricos ubicados en el extranjero para realizar actividades de importación y exportación de energía eléctrica, cuando cuente con la autorización de la Secretaría conforme al artículo 22 del RLSE, garantizando que la energía dedicada a la importación no será inyectada al SEN así mismo que la energía obtenida del SEN no será exportada al extranjero. La modificación propuesta aclara que la limitación de la disposición 4.8 se refiere únicamente a la interconexión a la RNT o a las RGD, y no a las conexiones internacionales realizadas mediante Redes Particulares para actividades autorizadas de importación y exportación. Con ello se evita una interpretación restrictiva incompatible con el art 22 del RLSE. Disposición 4.10 4.10 A fin de cumplir con lo previsto en el artículo 32, fracción II de la LSE, el Autoconsumo interconectado únicamente puede acreditar como Productos Asociados, CEL y Potencia, para los cuales se considera lo siguiente: I. En el caso de los CEL, su otorgamiento está sujeto a las disposiciones aplicables emitidas por la Comisión. La cantidad de CEL que el titular del permiso para Autoconsumo destine para su venta a la Empresa Pública del Estado se sujeta a los términos que establece el contrato de venta de Excedentes de Autoconsumo y Productos Asociados, y II. En el caso de la Potencia, esta debe ser acreditada conforme a lo establecido en las Reglas del Mercado, la cual se debe transferir exclusivamente a favor de la Empresa Pública del Estado en los términos que establezca en el contrato de venta de Excedentes de Autoconsumo y Productos Asociados o bien, en su caso, renunciar a ellos. 4.10. A fin de cumplir con lo previsto en el artículo 32, fracción II de la LSE, el Autoconsumo interconectado podrá acreditar como Productos Asociados los CEL, la Potencia y otros Productos Asociados que resulten técnica y operativamente acreditables conforme a las Reglas del Mercado y demás disposiciones aplicables, para los cuales se considera lo siguiente: I. En el caso de los CEL, su otorgamiento se realizará conforme a las disposiciones emitidas por la Comisión. La cantidad de CEL que el titular del permiso para Autoconsumo destine para su venta a la Empresa Pública del Estado se sujeta a los términos que establece el contrato de venta de Excedentes de Autoconsumo y Productos Asociados, Los CEL podrán ser comercializados por la persona titular del Permiso con la Empresa Pública del Estado o con cualquier Participante del Mercado, conforme a las Reglas del Mercado; y II. En el caso de la Potencia, esta será acreditada en los términos de las Reglas del Mercado la cual se debe transferir exclusivamente a favor de la Empresa Pública del Estado en los términos que establezca en el contrato de venta de Excedentes de Autoconsumo y Productos Asociados o bien, en su caso, renunciar a ellos. La persona titular del Permiso podrá comercializar la Potencia acreditada con la Empresa Pública del Estado o con otros Participantes del Mercado conforme a lo que se establezca en las reglas del MEM. Si bien la LSE establece que la entrega de energía excedente debe ser entregada únicamente a la EPE, los Productos Asociados, incluidos CEL, Potencia y otros que resulten técnica y operativamente acreditables (como Servicios Conexos), forman parte del Mercado Eléctrico Mayorista y pueden ser comercializados por los Participantes del Mercado conforme a las Reglas del Mercado. No existe fundamento legal que obligue a transferir su totalidad a la Empresa Pública del Estado. Asimismo, esta disposición podría limitar las modalidades de uso y los servicios que los sistemas de almacenamiento de energía pueden ofrecer. Además, reduce la flexibilidad operativa de dichos sistemas, sino que también podría generar un impacto significativo en el desarrollo y adopción de esta tecnología dentro del MEM. Disposición 6.3 6.3 La persona titular del permiso de Autoconsumo debe realizar sus operaciones de inyección de Excedentes de Autoconsumo y demanda de Faltantes de Autoconsumo a través de una sola representación en el MEM, de acuerdo con lo establecido en las Bases del Mercado. Las Usuarias de Autoconsumo deben ser representadas en el MEM únicamente de manera agrupada conforme lo determine la titular del permiso de Autoconsumo. La representación en el MEM de la demanda de Faltantes de Autoconsumo se debe realizar por la totalidad requerida en el punto de interconexión para la Red Particular. 6.3. La persona titular del permiso de Autoconsumo debe realizar sus operaciones de inyección de Excedentes de Autoconsumo a través de una sola representación en el MEM, de acuerdo con las Bases del Mercado. Las Usuarias de Autoconsumo podrán ser representadas en el MEM de manera agrupada o individual para efectos de la demanda de Faltantes de Autoconsumo, conforme a lo que determinen dichas Usuarias y en cumplimiento de las Bases del Mercado. La representación en el MEM de la demanda de Faltantes de Autoconsumo podrá realizarse por la totalidad requerida en el punto de interconexión o de manera diferenciada por Usuaria de Autoconsumo, según corresponda a la forma de representación seleccionada. Las Usuarias de Autoconsumo pueden tener perfiles de consumo distintos, contratos independientes y estrategias diversas de compra y gestión de energía. Obligar a que todos adquieran faltantes a través de una sola representación limita su capacidad operativa y financiera. Transitorio Segundo SEGUNDO. Los permisos de generación otorgados en términos de la Ley de la Industria Eléctrica bajo el esquema de Abasto Aislado pueden mantenerse operando en las mismas condiciones, siempre y cuando no existan modificaciones a la Capacidad Instalada de la Central Eléctrica o la demanda de los Centros de Carga asociados. En caso contrario debe obtener un permiso de Autoconsumo conforme a las disposiciones aplicables. SEGUNDO. Los permisos de generación otorgados en términos de la Ley de la Industria Eléctrica bajo el esquema de Abasto Aislado pueden mantenerse operando en las mismas condiciones. siempre y cuando no existan modificaciones a la Capacidad Instalada de la Central Eléctrica o la demanda de los Centros de Carga asociados. En caso contrario debe obtener un permiso de Autoconsumo conforme a las disposiciones aplicables. El articulo noveno transitorio de la LSE reconoce la validez de los permisos, contratos o cualquier instrumento o acto administrativo otorgado al amparo de la Ley de la Industria Eléctrica hasta en tanto concluya la vigencia de dicho instrumento sin posibilidad de prórroga. El incremento o disminución en la capacidad de generación o demanda de los integrantes de un permiso de Abasto Aislado no constituye un cambio en la modalidad del permiso por lo que la redacción actual no preserva el respeto a las condiciones y términos bajo los cuales el permiso fue otorgado y que se consagran en el antes referido transitorio noveno de la LSE. La migración de un permiso a cualquiera de las modalidades previstas en la LSE deberá obedecer únicamente a i) la finalización de la vigencia de los permisos bajo el régimen de Abasto Aislado, o ii) la decisión de realizar el cambio a cualquier modalidad considerada en la LSE para el aprovechamiento de los términos y condiciones que establece cada modalidad. Transitorio Cuarto CUARTO. En tanto la Comisión no emita el modelo único de contrato de interconexión-conexión, el titular del permiso de autoconsumo debe formalizar un contrato de interconexión y un contrato de conexión para el autoconsumo interconectado con o sin venta de Excedentes de Autoconsumo. CUARTO. En tanto la Comisión no emita el modelo único de contrato de interconexión-conexión, el titular del permiso de autoconsumo debe formalizar un contrato de interconexión y un contrato de conexión para el autoconsumo interconectado con o sin venta de Excedentes de Autoconsumo. Ambos contratos deberán sustentarse en un único proceso de estudios de interconexión/conexión y, agrupando los requerimientos y las obras que resulten de dicho estudio, toda vez que se refieren a un mismo enlace físico. La redacción original exige formalizar dos contratos separados uno de interconexión y otro de conexión debido a la ausencia temporal del modelo único. Sin embargo, esta obligación no justifica la duplicación de los procesos de estudios necesarios para la interconexión y conexión, ya que en el Autoconsumo interconectado existe un solo enlace físico entre la Red Particular y la RNT o RGD. Duplicar los estudios de interconexión, así como las garantías financieras relacionadas al cumplimiento de las obras de interconexión y refuerzos implicaría cargas económicas y administrativas desproporcionadas para los permisionarios, sin generar beneficios operativos o de seguridad para el SEN. Además, el proceso de estudios y las garantías tienen por objeto evaluar y cubrir los impactos en dicho enlace, por lo que un único estudio es suficiente y técnicamente adecuado. Anexo 1. Modelo de Contrato para la venta de Excedentes de Autoconsumo y Productos Asociados.  NOVENA. Pago por Excedentes de Autoconsumo y Productos Asociados. La energía eléctrica de Excedentes de Autoconsumo inyectada a la RNT o a las RGD en el Punto de Interconexión, conforme a lo notificado al CENACE y aceptada por la Suministradora, se paga de acuerdo con lo siguiente:  La contraprestación correspondiente a los Excedentes de Autoconsumo y los Productos Asociados inyectados a la RNT o a las RGD en el punto de interconexión, se paga de acuerdo con lo siguiente:  a. Si la Central Eléctrica de la Permisionaria utiliza como fuente primaria Energía Limpia, se paga a razón del menor entre el 0.9 por unidad del costo nivelado de la energía de la última subasta de largo plazo, adquirido por la Suministradora, calculado con el año anterior al de la aplicación de la contraprestación y 0.9 veces el costo del Precio Marginal Local horario (en adelante PML). Si el PML resulta negativo, se toma con valor cero.  b. Si la Central Eléctrica de la Permisionaria no utiliza alguna fuente de Energía Limpia, se paga a razón del menor entre el 0.8 por unidad del costo nivelado de la energía de la última subasta de largo plazo, adquirido por la Suministradora, calculado con el año anterior al de la aplicación de la contraprestación y 0.8 veces el costo del PML. Si el PML resulta negativo, se toma con valor cero.  c. Para los CEL se paga a razón del 0.9 por unidad del costo nivelado de CEL de la última subasta de largo plazo, adquirido por la Suministradora, calculado con el año anterior al de la aplicación de la contraprestación.  d. Para la Potencia acreditada se paga a razón del 0.9 por unidad del costo nivelado de la Potencia de la última subasta de largo plazo, adquirido por la Suministradora, calculado con el año anterior al de la aplicación de la contraprestación.  Se sugiere eliminación de la cláusula Novena del Anexo 1. Modelo de Contrato para la venta de Excedentes de Autoconsumo y Productos Asociados. Toda vez que las contraprestaciones propuestas se determinan con base el costo nivelado de la energía de la última subasta de largo plazo, misma que se realizó en 2016, utilizar sus costos como referencia no reflejan adecuadamente las condiciones actuales del mercado ni los costos asociados a nuevas inversiones. Adicionalmente, la aplicación de coeficientes reductores (0.9 y 0.8) respecto del costo nivelado de energía y del PML puede resultar en valores significativamente inferiores a los costos de oportunidad y de disponibilidad de infraestructura del permisionario.  Esto puede generar un desincentivo para que los proyectos de Autoconsumo interconectado inyecten Excedentes al SEN, especialmente cuando los costos de interconexión y de cumplimiento regulatorio superen los beneficios económicos derivados de dichas contraprestaciones. Se recomienda que, para fomentar la integración eficiente del esquema de Autoconsumo Interconectado con venta de excedentes, se establezca un mecanismo que incentive esta modalidad, alineando los beneficios tanto para la EPE como para los interesados en desarrollar estos proyectos. En este sentido, se sugiere que la regulación de los precios aplicables a los excedentes de autoconsumo no se defina mediante una cláusula contractual, sino de manera independiente, a través de disposiciones y/o una metodología que permita reconocer precios basados en costos actualizados del mercado, incorporando mecanismos de revisión periódica.

Fecha: 05/12/2025 10:35:49